На правах рукописи

ГАЛЕЕВ ФИРДАУС ХУСНУТДИНОВИЧ СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ДОРАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ САМОТЛОРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (на примере пластов БВ10 и ЮВ1) Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2004 2

Работа выполнена на кафедре Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет Министерства образования и науки Российской Федерации.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор, Заслуженный работник Высшей школы РФ, Заслуженный деятель науки Республики Башкортостан Кучумов Рашит Ямгитдинович Официальные - доктор физико-математических наук, профессор оппоненты Федоров Константин Михайлович - кандидат геолого-минералогических наук, профессор Шешуков Николай Леонтьевич Ведущая организация - Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан, г. Уфа

Защита состоится _ 2004 г. в.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан _ _ 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета В.П. Овчинников 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Практика реализации проектных решений по разработке нефтяных месторождений Самотлора уже в начальный период эксплуатации показала, что принятая схема требует создания и использования принципиально новых систем геолого-технологического контроля и проектирования. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда Самотлорское месторождение находится на завершающей стадии.

Залежи таких месторождений содержат еще большое количество остаточной нефти. Так как бурение в них в основном закончено, а система заводнения сформирована, единственным путем увеличения полноты выработки запасов является вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти с помощью технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на нефтяные пласты.

Низкопроницаемые коллектора БВ10 и ЮВ1 характеризуются широким спектором геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Поэтому для того, чтобы правильно определить пути наиболее полного извлечения нефти, необходимо проведение специальных исследований на основе применения системного анализа и математических методов обработки статистической информации.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе правильной стратегии планирования применения методов воздействия на пласт, которое должно осуществляться поэтапно, раздельно для залежи в целом (с выделением участков) и конкретных скважин. Для того чтобы снизить риск неэффективного применения технологий и повысить удельную технологическую эффективность, необходимо существенно поднять требования к планированию применения технологий и обоснованию объектов воздействия, приблизив их к существующим требованиям проектирования разработки.

Цель работы. Исследование и обоснование эффективности технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов БВ10 и ЮВ1 на поздней стадии их разработки.

Основные задачи исследований:

Х Анализ особенностей геологического строения пластов БВ10 и ЮВСамотлорского нефтяного месторождения.

Х Исследование балансовых запасов, остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении и фильтрационно-емкостные свойства песчаноалевритовых пород.

Х Анализ текущего состояния разработки пластов БВ10 и ЮВ1 и обоснование базовой добычи нефти.

Х Научное обоснование технологий доразработки пластов БВ10 и ЮВ1 и оценка их ожидаемой эффективности.

Х Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВ10 и ЮВ1.

Методы решения задач. Задачи решены на основе сбора, обобщения и обработки геолого-промысловых данных корректным применением методов математической статистики и ПЭВМ, а также технико-экономического анализа результатов реализации рекомендованных вариантов разработки пластов БВ10 и ЮВ1.

Научная новизна.

1. Уточнено распределение линейных запасов нефти пластов БВ10 и ЮВ1 и их начальных балансовых запасов.

2. Предложена эмпирическая формула для оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов БВ10 и ЮВ1 в зависимости от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности.

3. Предложена формула для оценки уменьшения проницаемости коллекторов при падении пластового давления в залежи по величине уменьшения пористости.

4. Методика обоснования технологий доразработки пластов БВ10 и ЮВ1 и базовой добычи нефти и воды на поздней стадии их разработки.

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, увеличении дополнительной добычи нефти за счет реализации рекомендованных автором технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВ10 и ЮВ1 и темпов отбора текущих извлекаемых запасов на завершающей стадии их разработки.

Реализация результатов исследования. За счет применения рекомендованных технологий доразработки пластов БВ10 и ЮВ1 Самотлорского нефтяного месторождения в ОАО Самотлорнефтегаз за 1995-2002 годы дополнительно добыто 1,2 млн.т. нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на второй Азербайджанской международной Каспийской конференции по нефти и газу, г. Баку, 1996 г., третьем конгрессе нефтепромышленников России, г. Уфа, 2001 г., научно-технической конференции Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Уфа, 2002, первом инженерном форуме Конкурентоспособность как путь к эффективной экономике Тюменской области, г. Тюмень 2003 г, научнотехнических советах ОАО Нижневартовскнефтегаз, г. Нижневартовск, 19952000 гг., ОАО Самотлорнефтегаз - 2001 - 2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2000-2003 гг.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, в том числе 14 статей и 4 тезиса докладов на всероссийских и региональных конференциях. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором и в соавторстве. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщения данных, апробация методик и авторский надзор за их внедрением.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 123 наименований и приложения.

Работа изложена на 226 страницах машинописного текста, содержит рисунка, 49 таблиц и приложение 43 стр.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, внедрение результатов исследования и их апробация.

В первом разделе проведено исследование особенностей геологического строения пластов БВ10 и ЮВ1.

Отложения горизонта БB10 Самотлорского месторождения формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья в три этапа.

Для всех трех пластов (БB101, БB102 и БB103) обломочная часть песчаноалевритовых пород на 75-90% представлена кварцевыми и полево-шпатовыми минералами от алевритовой до среднезернистой размерности. При этом снизу вверх происходит погрубение материала и в пласте БB101 содержание средне- и крупнозернистой фракции уже составляет в среднем около 12%.

Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород горизонта БВколеблются в широких пределах. Их пористость изменяется от 18 до 25% и в среднем по данным исследования керна и интерпретации материалов ГИС составляет 24.0%. Средние значения пористости коллекторов пласта БВ101 24.2%, пласта БВ102 - 23.0% и пласта БВ103 - 22.8%.

Проницаемость коллекторов горизонта БВ10 изменяется еще в больших пределах: от практически непроницаемых разностей до 0.5-0.6 мкм2.

Наибольшей проницаемостью обладают коллектора пласта БВ101, которая в среднем составляет около 0.21 мкм2. Проницаемость коллекторов пласта БВзначительно ниже и в среднем составляет около 0.06 мкм2, а для пласта БВ103 0.03 мкм2. Продуктивные пласты, особенно БВ102 и БВ103, характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости.

Нефтенасыщенность коллекторов горизонта БВ10 определялась по данным интерпретации материалов ГИС с использованием стандартных петрофизических связей Рн(Кн) и Рп(Кп). Средние значения нефтенасыщенности в целом по горизонту БВ10 составляют 60%. По пласту БВнефтенасыщенность коллекторов составляет в среднем 61%, по БВнефтенасыщенность значительно ниже и составляет 51.3%, а по БВ103 - 50.2%.

Пласты БВ102 и БВ103 отличаются высокой неоднородностью по нефтенасыщенности порового пространства коллекторов. Выделяются зоны с высоким нефтенасыщением, близким к предельному, и в то же время зоны с нефтенасыщением, близким к остаточному.

За нижний предел нефтенасыщенности принималось значение, равное остаточному нефтенасыщению коллекторов при промывке их водой и которое составляет 32%. Нижний предел проницаемости определялся по зависимости нефтенасыщенности от проницаемости с дифференциацией по критическому водонасыщению и остаточной нефтенасыщенности.

Результаты выделения эффективных мощностей по скважинам пластов показали, что среднее значение эффективной мощности горизонта БBсоставляет 13.6 м, пласта БB101 - 8.05 м, пласта БВ102 - 5.26 м и пласта БВ103 - 3.8 м.

Для определения полноты выработки запасов нефти на площади опытного участка и выбора направления воздействия на пласты необходимо определить распределение запасов нефти по пластам. Алгоритм математической обработки статистических данных и программа расчетов приведены в приложении диссертации.

Установлено, что запасы нефти распределены на площади опытного участка неравномерно. Это необходимо учитывать при применении методов повышения нефтеотдачи пластов, где одним из основных принципов является вытеснение нефти из наименее нефтенасыщенных (с низкими линейными запасами нефти) зон в более нефтенасыщенные.

Аналогичные исследования проведены по пласту ЮВ1. В частности показано, что линейные запасы нефти пласта по скважинам изменяются от 0.до 2.86 т/м2 и в среднем по пласту составляют 1.3 т/м2. Распределены по площади залежи довольно равномерно с их концентрацией в центральной части залежи.

Расчет балансовых запасов нефти опытного участка пласта БВпроводился двумя способами: общепринятым объемным и с использованием карт линейных запасов нефти. Балансовые запасы нефти, определенные с использованием карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8% от балансовых запасов, определенных объемным методом. В связи с незначительным расхождением полученных значений балансовых запасов двумя методами балансовые запасы нефти горизонта БВ10 принимаем по объемному методу и составляют по горизонту БВ10 - 57287 тыс.т, по пласту БВ101 - 34160 тыс.т, по пласту БВ102 - 15798 тыс.т и по пласту БВ102 - 6729 тыс.т.

Уточненные балансовые запасы нефти пласта ЮВ1 составляют 14095 тыс.т. Полученные уточненные значения начальных балансовых запасов нефти на 1236 тыс. т или на 9.6% выше утвержденных в ГКЗ. В связи с незначительным различием запасов начальные балансовые запасы залежи принимаются равными 12859 тыс. т.

Для выявления влияния линейной скорости движения воды на содержание остаточной нефти опыты проводились при различных скоростях.

Скорости устанавливались дискретно в пределах 0.10-70.9 м/сут. Испытания на отдельных моделях пласта проводились при 2-3 режимах подачи воды, охватывающих диапазон возможного изменения скорости движения закачиваемой воды в пласте и в прискважинной зоне. При этом на каждой скорости вытеснения вода фильтровалась до стабилизации остаточной нефтенасыщенности в модели пласта, но не менее трех поровых объемов.

Нефтенасыщенность в процессе вытеснения определялась по изменению удельного электрического сопротивления образцов. Конечные значения остаточной нефтенасыщенности в образцах после разгрузки кернодержателя контролировались путем ретортной дистилляции.

Влияние линейной скорости фильтрации вытесняющей воды в основном сказывается при скоростях до 2-4 м/сут. При дальнейшем увеличении скорости фильтрации воды снижение содержания остаточной нефти столь незначительно, что практически не влияет на величину конечных результатов исследований.

Объем профильтрованной воды через модель пласта не оказывает определяющего влияния на содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллектора. Как правило, для гидрофильных коллекторов уже после фильтрации через модель пласта 1.5-2.0 поровых объемов воды содержание остаточной нефти стабилизируется и практически при последующей фильтрации воды не изменяется. Для гидрофобных коллекторов объем закачиваемой воды до стабилизации содержания остаточной нефти существенно увеличивается и может составлять 4-6 поровых объемов модели пласта.

Исследования, где содержания остаточной нефтенасыщенности от начального нефтенасыщения моделей пласта при фиксированных значениях линейной скорости фильтрации воды имеют четкую тенденцию увеличения содержания остаточной нефти с ростом начальной нефтенасыщенности.

Данный вывод указывает, что для коллекторов пластов БВ10 и ЮВСамотлорского месторождения в зонах их повышенного нефтенасыщения при заводнении пластов в промытых водой интервалах будет наблюдаться высокое содержание остаточной нефти, резко понижающее конечную нефтеотдачу пласта.

Из-за недостаточного объема исследований (отсутствие керна) для определения содержания остаточной нефти в коллекторах горизонта БВ10 и пласта ЮВ1 предлагается использовать весь накопленный материал по исследованию керна данных пластов месторождений Западной Сибири.